2023年氢能源行业制氢专题报告 清洁制氢存在替代空间

2023年氢能源行业制氢专题报告清洁制氢存在替代空间一、氢能：零碳可持续的理想能源，前景广阔能源安全和节能减排两大因素驱动一、二次能源的革新按能源的基本形态分类，能源可分为一次能源和二次能源。一次能源，即天然能源，指在自然界现成存在的能源，如煤、石油、天然气、水能等；二次能源指由一次能源加工转换而成的能源产品，如电力、煤气、汽油、氢能等。由于人类现阶段面临严峻的能源危机和环境问题，一次能源和二次能源领域的革新势在必行。可再生性是一次能源面临的重大问题。一次能源可分为可再生能源(可不断得到补充或在较短周期内再生的能源)和非再生能源(经过亿万年形成、短期无法恢复的能源)。现阶段，我们应用的能源以非再生的化石能源为主，未来面临枯竭的危机，因此开发风电、光伏等可再生能源尤为重要。二次能源的革新是解决碳排放问题的关键。二次能源是联系一次能源和能源用户的中间纽带，可分为过程性能源(能量比较集中的物质运动过程，可直接应用，如电能)和含能体能源(包含能量的物质，可储存运送，如柴油、汽油等)。汽油等能源在燃烧过程中会产生二氧化碳和污染物质。解决能源应用的碳排放问题，就需要开发优质的含能体能源，如锂电和氢能。应用现状：氢主要作为工业原料使用，中国占全球需求的30%氢作为能源应用的普及程度不高，现阶段主要作为工业原料使用。2021年，全球氢气需求超过9400万吨。分地区来看，我国是全球最大的氢气消费国，需求量约2800万吨，占全球的30%；美国、中东和欧洲分别占据全球14%/12%/9%的需求量。分应用来看，氢气主要用于化工（合成氨/合成甲醇）和炼油，2021年全球交通运输氢气需求仅3万吨左右，占比较少。我国氢气应用领域同样以化工为主，56%的氢气被用于化工合成，9%用于炼油，16%作为尾气直接燃烧，氢作为能源的应用程度不高。工业用氢存在巨大的脱碳潜力。2021年，全球工业用氢和炼油用氢绝大部分源于化石燃料制氢，产生的直接二氧化碳净排放量分别为6.3亿吨和2.0亿吨。工业合成氨、合成甲醇、炼油等均以氢为主要原料，工艺成熟，存在绿氢替代灰氢的减碳空间；此外，全球各地正在探索氢气在钢铁工业领域的应用，绿氢未来有望逐步替代焦炭作为还原材料，推动钢铁工业的大规模脱碳（2019年全球钢铁行业直接碳排放量26亿吨，约占全球碳排放总量的7-8%）。我国政策驱动下，氢能产业开启新篇政策驱动下，氢能产业链开启新篇。我国国家层面日益重视和认可氢能的战略重要性，加强对氢能的布局。2022年3月，国家发改委、能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能的战略定位，并提出了氢能产业一系列发展目标。政策的重视和认可将推动氢能产业开启新篇。各地方政府纷纷出台氢能发展规划目标。2019年以来，国内至少有18个省级行政区公布了氢能发展规划目标。从已公布的规划目标来看，到2025年，我国将累计至少建成加氢站762座，燃料电池车保有量8.8万辆，氢能产业规模接近7000亿元。二、制氢环节概述：三大路线并存，绿氢蓄势待发制氢路线：三种制氢路线共存，可再生能源电解水制氢是“终极路线”三种制氢路线：“成本”短期制约，“可持续”长期引领。氢气制备方式主要包括化石燃料制氢、工业副产氢和电解水制氢三类。化石燃料制氢是以煤或天然气为原料还原制氢的传统方案，技术成熟、成本最低，但碳排放量高，且化石燃料不可再生，产能扩张空间有限，存量产能将逐步结合CCUS技术，以降低排放。化工副产氢是氯碱，轻烃利用等化工工艺获得副产氢的方案，成本较低，但制备规模取决于主产品制备规模，扩张空间有限，可作为补充性氢源。电解水制氢是利用水的电解反应制备氢气的技术，可再生电力制氢称为“绿氢”，是零碳排、可持续的“终极路线”，但目前成本仍是制约其普及的瓶颈因素，其规模化应用需要产业链各环节推动降本。全球氢气产能以化石燃料制氢为主，清洁制氢存在替代空间目前全球氢气生产以化石燃料制氢为主，清洁制氢存在替代空间。2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中化石燃料制氢占80%以上，清洁制氢（电解水/化石燃料+CCUS）占比不到1%。现阶段，我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3300万吨，产能规模全球领先，但同样以化石燃料制氢为主（近80%），清洁制氢存在广阔的替代空间。未来清洁制氢方案将成为主要增量。IEA预测，到2030年，全球氢气产量将达到1.8亿吨，较2021年的0.94亿吨翻倍增长。其中，主要的增量产量将由电解水制氢满足，电解水制氢产量将从2021年的不到4万吨大幅增长至6170万吨；耦合CCUS的化石燃料制氢产量将从2021年的60万吨增长至3300万吨，清洁制氢方案将成为主流。绿氢成本测算：电耗和折旧构成绿氢的主要成本我们估算，基准情形下碱性和PEM电解水制氢单位成本分别为21.85和25.29元/kg，电耗成本分别占总成本的86%和70%。假设说明如下：电价：假设用电价格为0.35元/kWh。单位电耗：假设碱性电解为4.8kWh/Nm3；PEM效率较高，假设为4.5kWh/Nm3。设备（含电解槽及配套设备）单价：参考相关文献，分别取2000元和9000元/kW。运行时长：若每天运行9小时、每年运行330天，则运行总时长约3000小时。案例分析：从中石化库车项目来看，国内绿电制绿氢项目已初具经济性项目概况。中石化新疆库车光伏制氢项目是2022年招标规模最大的绿氢项目，属于示范项目，商业模式具有参考价值。项目建设光伏电场300MW，配置52台1000标方碱性电解槽。光伏发电时段，电解槽及其它用电设备采用光伏供电；光伏不发电时段，外购绿电供部分电解槽连续运行。制得的氢气通过管道输送至塔河炼化使用。成本测算：中石化库车项目制氢成本理论上可降至12.93元/kg，已具备推广的经济性。我们根据项目环评报告、招投标等信息，测算其单位制氢成本为12.93元/kg，过程及假设见下页。这一单位成本与工业副产氢相比已具有经济性，接近煤制氢成本。三、传统制氢路线：碳捕捉、提纯等环节存在机遇化石燃料制氢：应用广泛的传统方案，提纯和CCUS环节存在设备投资潜力煤气化制氢和天然气蒸汽重整（SMR）制氢是化石燃料制氢的两种主流方案。煤气化制氢是煤在气化炉中与水蒸气发生分步反应制备的氢气。其原理为：煤(C)在气化炉中与水蒸气反应生成CO和H2，CO进一步与水反应生成H2和CO2。天然气制氢主要为天然气中的甲烷与水蒸气发生分步反应生成的H2，反应前通常需对天然气进行脱硫处理，防止催化剂中毒。我国化石燃料制氢以煤制氢为主。一方面，我国的化石能源储量呈现“富煤少气”特点，煤储量更为丰富；另一方面，我国天然气含硫量高，预处理工艺复杂，导致在我国天然气制氢经济性低于煤制氢。煤制氢路线中，制备环节设备投资增量可能有限。煤制氢的核心设备是煤气化炉，为大型设备，固定成本高，适用于大规模集中化生产。现阶段存量煤气化炉的制氢潜力较充足，在氢能应用的过渡阶段可提供补充氢源，但不排除产生增量设备投资的可能。提纯、碳捕集环节带来广阔的潜在设备需求。化石燃料制氢需经过提纯工序，方可在燃料电池中使用；制氢反应产生大量二氧化碳，需要结合CCUS(碳捕集、封存和利用)技术，以降低碳排放。提纯和碳捕集环节存在较为广阔的设备投资空间。工业副产氢：经济效益优良的过渡路线工业副产氢指生产化工产品时同时得到的副产物氢气，成本介于化石燃料制氢和电解水制氢之间。焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业均会产生副产物氢气。目前，国内工业副产氢部分作为化工原材料或锅炉燃料使用，也存在部分放空，整体使用效率不高。工业副产氢经济效益优良，制取成本在9.3元-22.4元/kg之间，低于电解水制氢，可作为制氢的过渡路线。工业副产氢扩产取决于主产品需求，部分路线存在增长空间。目前我国工业副产氢供应潜力超过450万吨，每年可供应公交车近100万辆，主要产能来自于焦炉煤气副产氢。目前，焦炭和氯碱工业处于成熟期，产能规模稳步下降，但体量较大，弃氢存在提纯利用空间；轻烃利用产业处于成长期，产能不断爬升，且副产氢纯度高，存在增量投资需求；合成氨合成甲醇工业较为成熟，但随着氢能的推广，氨和甲醇有望作为燃料或储氢介质加以应用，未来存在增长空间。从主要参与者来看，用于丙烷脱氢、乙烷裂解的成套装置，以及PSA提纯相关的成套装备存在投资机会。四、绿氢：电解槽和材料存在壁垒，国内企业发力电解水制氢主要有4种技术路线电解水制氢主要有碱性电解(ALK)、质子交换膜电解(PEM)、固体氧化物电解(SOEC)和阴离子交换膜(AEM)四种方法。碱性电解(ALK)是在碱性电解质溶液(通常为KOH)中完成的电解过程，OH-离子经隔膜到达阳极，失去电子产生O2，水在阴极得到电子，产生H2和OH-。质子交换膜电解(PEM)是对纯水进行电解，H2O分子在阳极氧化生成氧气和H+离子，H+(质子)在电场作用下通过质子交换膜迁移至阴极并发生还原反应生成氢气的方法。固体氧化物电解(SOEC)是在高温状态下将水蒸气电离生成氢离子和氧离子，分别在电极上生成氢气和氧气的过程，其反应温度通常在600℃以上，适用于产生高温、高压蒸汽的光热发电系统。阴离子交换膜电解(AEM)通常采用纯水或低浓度碱性溶液作为电解质，反应过程为：OH-经交换膜到达阳极生成水和氧气，水分子在阴极生成OH-和氢气。碱性电解槽：由电解小室堆叠而成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料电解槽是电解水制氢的核心设备。电解水制氢装置包括主体设备、辅助设备（BOP，BalanceofPlant）及电控设备三部分。主体设备由电解槽和附属设备一体化框架组成，电解槽为核心设备；辅助设备包括水箱、碱箱、补水泵和气体减压分配框架等；电控设备包括整流柜，配电柜等。电解槽是电解反应发生的主要场所，由多个电解小室堆叠而成，是一种高度模块化的系统。碱性电解槽由多个电解小室构成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料。碱性电解槽通常呈圆柱形，可采用串联单极性或并联双极性压滤式结构，由螺栓和两块端压板将极板夹在一起，形成多个分隔的小室，每个小室由电极、隔膜、垫片、双极板组成。电极、隔膜和密封垫片是碱性电解槽的关键材料。电极通常采用镍网或泡沫镍，其性能对电流密度和电解效率有决定性影响，其成本约占系统成本的28%；隔膜用于将两极隔离开，要求保障气密性的同时，降低电阻以减少电能损耗；密封垫片用于解决极片之间的绝缘问题，其绝缘性能对电解效率、安全、系统使用寿命均有影响。PEM电解槽：质子交换膜依赖进口，有待国产突破PEM电解槽关键原材料有待国产化。目前，国内PEM电解槽产业规模较小，主要原因为关键材料质子交换膜生产技术由欧美、日本等巨头垄断，国内电解槽厂商使用的质子交换膜主要向杜邦进口，成本和供应链均面临一定压力。此外，PEM电解槽使用的贵金属催化剂也存在进口依赖性。国内PEM电解槽产业的发展，需要国产关键材料环节的进一步突破。电解槽国内竞争格局：2022年CR3达到73%，新入者层出不穷从出货规模来看，考克利尔竞立、派瑞氢能和隆基氢能居国内企业第一梯队。GGII统计，2022年我国电解水制氢设备出货量722MW（含出口），同比增长106%。考克利尔竞立出货230MW，排名维持第一；派瑞